Cinco proyectos de ley que autorizan a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), contratar servicios de las empresas Vintage Petroleum Boliviana y Canacol Energy Colombia S.A.S., para la exploración y explotación de hidrocarburos en los departamentos de Santa Cruz, Tarija y Chuquisaca fueron aprobados en la Cámara de Diputados.

El ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, quien durante la defensa de las normas ante el pleno de Diputados, dijo que en caso de tener éxito, los contratos podrán generar una renta petrolera de alrededor de $us 1.700 millones para el Estado (…).

Además, sostuvo que todos estos proyectos forman parte del plan exploratorio y de la reactivación económica de Bolivia, porque no olvidemos que la inversión que se ejecutará comprende distintas actividades en el sitio donde se desarrollarán los trabajos.

Las propuestas de Ley 309, 311 y 315 autorizan a la estatal petrolera contratar los servicios de la empresa Vintage Petroleum, para los trabajos de exploración y explotación de recursos gasíferos en “Yuarenda” y “Sayurenda” ubicadas en territorio tarijeño, y “Carandaiti” que abarca las regiones de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija.

Con relación a los otros dos proyectos de Ley 310 y 313, el convenio será suscrito con la empresa colombiana Canacol Energy para que incursione en las áreas de “Florida Este” y “Ovai” en la capital oriental.

En detalle, “Ovai” comprende una superficie de 161.250 hectáreas (ha), donde se producirían 62,5 billones de pies cúbicos (BCF) de gas natural, de acuerdo a la estimación de YPFB. El proyecto contempla un costo de capex o costo de inversión de $us 41,5 millones y un monto de operación (opex) de $us 44,9 millones para 11 pozos. El plazo del contrato es de 30 años y la probabilidad de éxito de 21%.

En cuanto a “Florida Este” tiene una superficie de 20 mil ha. En caso de tener éxito el proyecto, se estima una producción de 53.2 BCF. El inicio de la producción está previsto para el 2024. El costo de inversión asciende a $us 36,2 millones. Mientras que los costos de operación alcanzan los $us 27,3 millones para cuatro pozos. La probabilidad de éxito es de 8% y plazo del contrato es de 30 años.

Luego, el área “Carandaiti” que comparten Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija tiene una extensión de 85 mil ha. La producción estimada es de 163,10 BCF, que correría a partir del 2024. El capex alcanza $us 194,4 millones y la operación, $us 165,2 millones para 16 pozos. La probabilidad de éxito es de 34% y el contrato tiene un plazo de 38 años.

“Yuarenda” en Tarija, tiene una extensión de 50.625 ha. La producción prevista en esta área es de 171.30 BCF, que iniciaría a partir del 2028. El costo de inversión alcanza $us 252.7 millones y el gasto de operación, $us 163.9 millones para 21 pozos. El plazo del contrato es de 40 años y la probabilidad de éxito de 32%.

Por último, el área de “Sayurenda” también en Tarija abarca 100 mil ha. El plazo de contrato es de 35 años y la probabilidad de éxito de 25%. La producción de gas natural estimada en este terreno es de 35,50 BCF, misma que iniciaría el próximo año. La inversión prevista es de $us 57,4 millones y el costo de operación de $us 55,6 millones.

El Estado boliviano ya habría concretado la venta de gas a los países vecinos de Argentina y Brasil, según adelantó la autoridad del ministerio. En ese sentido, la renta petrolera de los cinco convenios sumaria un total de $us 1.704,3 millones.